GB/T40594-2021
电力系统网源协调技术导则
Technicalguideforpowergridandsourcecoordination
- 中国标准分类号（CCS）F21
- 国际标准分类号（ICS）29.240
- 实施日期2022-05-01
- 文件格式PDF
- 文本页数13页
- 文件大小1.05M
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电力系统网源协调技术导则
国家标准 GB/T40594一2021 电力系统网源协调技术导则 Teehniealguideforpowergridandsoureeeoordinationm 2021-10-11发布 2022-05-01实施 国家市场监督管理总局 发布 国家标涯花管理委员会国家标准
GB/T40594一2021 次 目 前言 范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 总体要求 网源协调涉网设备及试验 5.1电源 5.2涉网设备 5.3涉网试验 网源协调技术要求 6.1同步发电机及励磁系统 6.2原动机及调节系统 新能源场站 6.3 6.4涉网保护 AGC,AVvc系统 6.5 6.6网源协调在线监测 6.7次/超同步振荡防控 网源协调管理职责 7.1规划设计机构 7.2电网企业及其调度机构 7.3发电企业及其发电 7.4试验研究单位 7.5相关单位 网源协调过程管理 8.1规划设计 8.2施工调试 8.3试验 8.4运行与控制 8.5检修,改造、容量变更 附录A规范性网源协调在线监测设备电源侧主要信号及要求
GB/T40594一2021 前 言 本文件按照GB/T1.1一2020<标准化工作导则第1部分;标准化文件的结构和起草规则》的规定 起草
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本文件由电力企业联合会提出
本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会(SAC/TC446)归口
本文件起草单位:国家电网公司国家电力调度控制中心、电力科学研究院有限公司、南方 电网电力调度控制中心、长江三峡集团有限公司、中广核核电运营有限公司、国家能源集团科学技 术研究院有限公司、国家电网公司东北分部、国家电网有限公司西北分部、国家电网有限公司华东分部、 国家电网公司华北分部、国家电网公司华中分部、国家电网公司西南分部、国网天津市电力公司、国网河 北省电力有限公司,国网山东省电力公司,国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、国网江苏省电力 有限公司电力科学研究院、国网山东省电力公司电力科学研究院、北京创拓国际标准技术研究院有限责 任公司,、国网浙江省电力有限公司 本文件主要起草人:陈国平、李明节、何凤军、孙华东、于钊、郭强、王超、李志强、张剑云,何飞、 李文锋、冷喜武、赵自刚、孙维真、张怡、谭贝斯、崔达、周成江长明,罗亚洲,李琐、贾琳、陈曦、宋瑞华 时艳强、王斌、唐卓尧、党杰,李错、邵广惠、曹路、罗仁彩、伦涛、夏德明、岳涵、魏平、徐画、昊跨字、 朱立平、高泽明、游大宁,庞向坤、高嵩、孙骁强、程林、程松、郑卫洪、袁其斌,余锐
GB/T40594一2021 电力系统网源协调技术导则 范围 本文件规定了电力系统网源协调相关领域技术及管理要求
本文件适用于电力系统规划设计、基建调试、生产运行、试验及设备制造等技术领域
规范性引用文件 下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款
其中注日期的引用文 件,仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于 本文件
GB/T7064隐极同步发电机技术要求 GB/T7409(所有部分同步电机励磁系统 GB/T7894水轮发电机基本技术条件 GB/T19963风电场接人电力系统技术规定 GB/T31464一2015电网运行准则 GB/T32900光伏发电站继电保护技术规范 GB38755一2019电力系统安全稳定导则 38969电力系统技术导则 GB/T40586并网电源涉网保护技术要求 40589同步发电机励磁系统建模导则 GB/T40591 电力系统稳定器整定试验导则 GB/T40593同步发电机调速系统参数实测及建模导则 GB/T40595并网电源一次调频技术规定及试验导则 583大中型水轮发电机静止整流励磁系统技术条件 843大型汽轮发电机励磁系统技术条件 DL/T1391数字式自动电压调节器涉网性能检测导则 DL/T1523同步发电机进相试验导则 DL/T1631并网风电场继电保护配置及整定技术规范 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件
3.1 电力系统powersystem" 由发电、供电(输电、变电、配电、用电设施以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装 置、计量装置、调度自动化、电力通信等二次设施构成的统一整体 [来源:GB/T31464一2015,3.1.1]
GB/T40594一2021 3.2 电网调度机构powersystemoperator 负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构 [来源;GB/T31464一2015,3.1.2] 3.3 发电企业powergenerationenterprise 并人电网运行拥有单个或数个发电厂)的发电公司,或拥有发电厂的电力企业
[来源;(GB/T314642015,3.1.6们 3.4 发电厂powerplant 并人电网运行的火力(燃煤、燃油、燃气及生物质水力、核、风力、太阳能、海洋能等发电厂(场、 站). [来源;GB/T314642015,3.1.7刀 3.5 网源协调powergridandsoureecoordination 电源及无功调节设备与电网之间相互作用、相互协调技术的总称
3.6 涉网保护grid-relatedproteetion 在发电机组(含新能源)及同步调相机、静止同步补偿器等无功调节设备的保护和控制装置中,动作 行为和参数设置与电网运行方式相关,或需要与电网侧安全自动装置相协调的部分
注，如同步发电机组定子过电压保护,转子过负荷保护,失磁保护,失步保护,频率异常,超速保护,强励顶值与过励 限制、风机过电压保护等
[来源:GB387552019，2.12] 3.7 control;AC olagee 自动电压控制autommatie 通过自动控制程序,根据电网实时运行工况在线计算无功电压控制策略,在控制区内自动闭环控制 无功和电压调节设备,以实现控制区合理的无功电压分布
注:AVC是由主站无功自动控制程序、信息传输通道、信息接收装置、子站AVC控制系统及执行机构等环节组成 的整体
[来源:GB/T31464一2015,3.2.10,有修改] 3.8 复核试验grid-relatedverifieationtest 涉网试验完成时间达到规定年限后,为核对原涉网试验结论而开展的验证性试验
3.9 孤网isolatedgrid 交,直流联络设备均断开,与主网解列的局部电网
3.10 孤岛island 交流联络设备断开,仅通过直流与主网相连的局部电网
3.11 新能源场站renewableenerystationm 集中接人电力系统的风电场或光伏电站并网点以下所有设备
注;包括变压器、母线、线路、变流器,储能、风电机组,光伏发电系统,无功调节设备及辅助设备等
GB/T40594一2021 [来源GB38755一2019,2.11] 3.12 新能源发电单元短路比newenergyunitshort-eireuitratio 新能源发电单元在第一级升压变低压侧接人点短路容量与风电机组/光伏发电单元额定容量之比
总体要求 4.1网源协调工作应遵循以技术标准为指导,以设备设计能力为基础,以试验为基本手段,以技术报告 为基本依据的原则
4.2网源协调涉及设计、设备选型、安装调试、试验、运行、检修、设备升级改造等环节
4.3网源协调工作责任主体包括规划设计机构电网企业及其调度机构,发电企业及其发电厂,调相机 等其他涉网设备运维企业,试验研究单位以及相关施工建设,基建调试、,设备制造等单位
4.4电网调度机构、发电企业以及参与管理的试验研究单位应建立网源协调管理体系,明确责任,分工 及工作流程
网源协调涉网设备及试验 5.1电源 电源包括单机容量100Mw及以上火电、燃气轮机发电及核电机组,40Mw及以上水电,光热机 组,接人220kV及以上电压等级的同步发电机组,接人35kV及以上电压等级的新能源场站、分布式 电源和储能电站
其他并网电源可参照执行
5.2涉网设备 涉网设备包括发电机、励磁系统及电力系统稳定器(Pss),原动机及调节系统,发变组保护,自动电 压控制(AvC),自动发电控制AGc)静止无功补偿器(Svc)静止无功发生器(svG),调相机等无功 补偿装置、,风电与光伏的控制系统与保护装置、发电厂一类辅机变频器、相量测量装置(PMU)等
5.3涉网试验 同步发电机组涉网试验包括励磁系统参数测试及建模试验、调速系统参数测试及建模试验、Pss整 定试验,进相试验、一次调频试验、AGC试验、AVC试验,以及电网调度机构和发电企业认为保障电力 系统安全所必需的其他试验;新能源场站、分布式电源涉网试验包括电能质量测试、有功功率控制能力 测试,无功/电压控制能力测试,无功补偿装置并网性能测试,惯量响应和一次调频测试,场站建模与模 型验证、故障穿越能力仿真验证、电压频率适应能力验证以及保障电力系统安全的其他测试;储能电站 涉网试验可参照新能源场站涉网试验进行
网源协调技术要求 6.1同步发电机及励磁系统 6.1.1同步发电机性能应符合GB/T7064,GB/T7894的规定
6.1.2同步发电机组的励磁系统(含PSS)设备性能指标应符合DL/T843与DL/T583的规定
励磁 调节器应通过涉网性能检测,并符合DL/T1391的规定,励磁调节器控制模型应符合GB/T7409(所有 部分)的规定
GB/T40594一202 6.1.3火电机组深度调峰期间,PSS应正常投人,机组进相能力(无功功率)应不低于50%额定有功工 况对应的进相能力
6.1.4发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建发电机及励磁系统技术 资料,并应包括下列内容 a 发电机本体设计参数、机组轴系(含原动机)转动惯量,主变压器参数、发变组一次主接线图 b 发电机的设计进相能力及PQ曲线图、定子过负荷能力、转子过负荷能力、发电机和主变压器 的过激磁能力 励磁机、副励磁机、励磁变压器,励磁调节器、限制功能及PSS技术说明书,包括励磁类型、主 回路图、控制模型及厂家建议参数; d 励磁调节器及电力系统稳定器涉网性能检测报告
6.1.5发电企业新建或改扩建机组应完成下列涉网试验: a 发电机励磁系统参数测试及建模试验按GB/T40589执行; b 电力系统稳定器(PsS)参数整定试验按GB/T40591执行; c 发电机进相试验按DL/T1523执行
6.1.6运行机组应定期进行励磁系统复核试验,试验应包括励磁系统调节性能和Pss阻尼校核试验 复核周期不宜超过5年
测试结果不满足6.1.5要求的应重新试验 6.1.7励磁系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.1.5试验结果的应重新试验
6.2原动机及调节系统 6.2.1同步发电机组原动机及调节系统应具备一次调懒能力,性能应符合GB/T40595的规定
一次 调频应与AGC协调配合,且优先级高于AGc
6.2.2机组并网运行时一次调频应自动投人,特殊情况下根据电力系统运行需要投退
火电机组深度调峰期间,应具备正常的一次调频能力
6.2.3 6.2.4对于存在孤网/孤岛风险的机组,应配置孤网/孤岛控制模式,相关切换逻辑、参数及定值应进 行仿真分析和试验验证,其控制模式及参数应优先适应电力系统安全稳定控制要求,兼顾一次调频 需求
6.2.5发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建发电机调速系统技术资 料.并应包括下列内容 同步发电机组正常运行的有功功率范围、一次调频设计能力,调峰能力等; a OPC和PLU定值及控制逻辑、控制运算周期等,火电和核电机组快速减负荷能力等设计 b) 资料 水电机组水流惯性时间常数设计值,设计运行振动区
c 6.2.6发电企业新建或改扩建机组应完成下列涉网试验: 调速系统参数测试及建模试验按GB/T40593执行 a -次调频试验按GB/T40595执行
b) 6.2.7运行机组应定期进行调速系统性能复核试验,试验应包括调节系统动态调节性能试验和一次调 频试验,复核周期不宜超过5年
复核试验完成后应向电网调度机构提供试验报告
测试结果不满足 6.2.6要求的应重新试验 6.2.8原动机及其调节系统设备改造、软件升级,参数修改和控制逻辑变更等影响6.2.6试验结果的应 重新试验
6.3新能源场站 6.3.1新能源场站含分布式电源)电能质量、有功功率和无功功率控制能力,电压耐受能力、频率耐受
GB/T40594一2021 能力等性能应满足GB38755一2019的规定,原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致,并应 按照所接人电力系统的安全运行需求优化
6.3.2新能源场站应按照无功电压专题研究结果配置无功调节设备的类型和容量
6.3.3新能源场站应按照风电场、光伏发电站的实际接人情况开展电能质量专题研究,并结合监测结 果,确定电能质量治理措施
6.3.4新能源场站应具备一次调频能力,根据电力系统运行需要投/退一次调频功能
一次调频应与 AGC协调配合,且优先级高于AGC
6.3.5新能源场站应具备动态电压支撑能力
无功调节设备的自动控制环节应采用自动电压控制模 式,其动态电压调节性能宜参照DL/T843的相关要求
6.3.6在新能源并网发电比重较高的地区,新能源场站应提供必要惯量与短路容量支撑,必要时可配 置调相机等装置,使其满足下列要求 新能源场站惯量响应满足GB/T19963中相关要求
a b)新能源场站接人后短路容量应使并网点的过电压水平在运行要求的范围内
新能源发电单元应能够在新能源发电单元短路比为1.5及以上连续稳定运行(单个发电单元 c 并网测试环境下
6.3.7新能源场站应在首次并网前90日向电网调度机构提供新建或改扩建的新能源场站涉网设备技 术资料,并应包括下列内容: 新能源场站及其升压站内主要涉网设备及参数,说明书和图纸,以及风电机组,光伏发电系统 分布图 可用于电磁暂态和机电暂态仿真计算的风电机组/光伏发电单元(含风机/光伏组件、变流器 单元升压变压器等,场站汇集线路及场站控制系统、svG等无功调节装置、储能设备、用于新 能源场站联网的柔性直流等设备的模型及参数 风电机组和光伏发电单元的电能质量、有功功率和无功功率控制能力,商电压穿越能力.低电 压穿越能力、电压和频率适应能力等检测报告
配置SVG的场站应提供sVG的高低压穿越、 电压和频率适应能力等检测报告
6.3.8新能源场站应完成下列涉网试验 电能质量测试; aa 有功功率控制能力测试; b 无功/电压控制能力测试; 无功补偿装置并网性能测试; d 惯量响应和一次调频测试; 场站建模与模型验证; 故障穿越能力仿真验证; g h 电压、频率适应能力验证; 保障电力系统安全的其他测试
6.3.9新能源场站应定期进行频率、电压调节性能复核试验,复核周期不宜超过5年
调节系统动态 复核试验内容应包括新能源场站频率阶跃试验和无功调节设备电压阶跃试验
复核试验完成后应向电 网调度机构提供试验报告
测试结果不满足GB/T31464一2015等标准的要求应重新试验
6.3.10新能源场站应按照电网调度机构的要求配合开展参数优化工作,并跟踪其各个元件模型和参 数的变化情况,随时反馈变更情况
6.3.11新能源场站容量变更、设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.3.8试验结果的 应重新试验
GB/T40594一2021 6.4涉网保护 6.4.1并网电源涉网保护的配置和选型应符合GB/T40586的规定
6.4.2新能源场站,储能电站,分布式电源(包括接人35kV以下电压等级各类电源)的电压和频率耐 受能力原则上与同步发电机组的电压和频率耐受能力一致
6.4.3风电机组过电压保护,风电机组低电压保护,风电机组频率异常保护,光伏逆变器过电压保护 光伏逆变器低电压保护,光伏逆变器频率异常保护等的配置和整定应符合DL/T1631,GB/T32900的 规定
6.4.4新建发电机组(含新能源场站)满负荷试运行前应对涉网保护进行评估
6.4.5电网结构或主设备参数发生变化、涉网保护改造、软件升级、定值调整后,应对涉网保护进行 复核 6.5AGC、AC系统 6.5.1AGC,AVC系统的功能配置和技术指标应满足所在电力系统要求,并按需投退
电网调度机构应按照发电企业提供的技术资料,在AcGC.AvC系统调试前下达与电力系统安全 6.5.2 稳定运行相关的性能要求,包括AGc的运行范围、调节迷率和调节精度等,以及AvC的调节范围、两 节周期和控制模式等 6.5.3发电企业应在机组首次并网前90日向电网调度机构提供AGC,AvC系统技术资料,并应包括 下列内容 AGc,Avc系统说明书; a AGC设计性能指标 运行范围,调节速率,调节精度等; b) Avc设计性能指标 调节范围、调节速率、调节死区和调节时间等
c 6.5.4新建或改扩建的发电企业应完成AGC联调试验、AvC联调试验
6.5.5并网电源的有功/无功调节能力发生变化,AGc/AVC调节范围或控制策略改变的应在并网发 电后1个月内重新进行AGc/AvC试验
6.5.6AGC/AvC系统设备改造、软件升级、参数修改和控制逻辑变更等影响6.5.4试验结果的应重新 试验
6.6网源协调在线监测 6.6.1网源协调在线监测设备的功能配置应符合GB38755-2019的规定和所在电力系统的要求
6.6.2网源协调在线监测设备应直接采样自电压互感器和电流互感器的电压、电流信号
6.6.3网源协调在线监测设备电源侧接人的信号应包括发电机及其励磁系统、原动机及其调节系统 新能源场站、AGC,AVvC系统的主要运行参数和状态信息,详见附录A 6.6.4新能源场站所属的风电机组、光伏发电单元应具备暂态、动态信息监测及上传功能
6.6.5接人10kV及以上电压等级的分布式电源及储能电站网源协调在线监测设备的信号宜参照新 能源场站执行,至少应包括有功功率,无功功率和并网点电压
6.6.6网源协调在线监测调度端设备应具备源侧控制设备动态性能评估、故障记录等高级应用功能
6.7次/超同步振荡防控 6.7.1存在下列情况的,应开展次/超同步振荡风险研究,并向电网调度机构提交研究结论和相关技术 资料: 汽轮发电机组送出工程及近区存在串联补偿装置或直流整流站; a b 新能源场站集中接人短路比较低的电力系统;
GB/T40594一2021 新能源场站送出工程及近区存在串联补偿装置或直流换流站(含柔性直流) c d)其他存在次同步振荡或超同步振荡风险的情况
6.7.2存在次/超同步振荡风险的常规电厂、新能源场站及送出工程,所属发电企业应开展次/超同步 振荡风险研究并根据评估结果采取抑制,保护和监测措施
正常方式(含计划检修)及发生第一级安全 稳定标准故障后存在振荡风险的应采取抑制措施,发生第二级安全稳定标准故障后存在振荡风险的应 采取抑制或保护措施 6.7.3存在次同步振荡风险的汽轮发电机组,应实测轴系扭振模态频率及机械阻尼 6.7.4次/超同步振荡抑制措施应进行论证评审并通过系统试验验证
网源协调管理职责 7.1规划设计机构 7.1.1规划、设计应落实GB/T38969等电力系统网源协调技术标准、技术规范和相关要求
7.1.2电网的规划,设计应研究接人电源与所在电力系统的关系,综合考虑接人电源类型比例位置等 因素,开展电力系统安全稳定分析,编制网源协调规划方案
7.1.3电源的规划,接人系统设计,应开展电源调峰性能、电源的惯量,频率和电压调节能力,频率和电 压耐受能力、次/超同步振荡、短路比和涉网保护等分析,满足所接人电力系统的技术要求
7.2电网企业及其调度机构 7.21落实GB:38755一219等电力系统网源协调技术标准.技术规范和相关要求
7.2.2采用实测模型参数开展所辖电力系统的安全稳定分析,提出网源协调措施,确定所辖发电厂,电 网和用户设备的运行方式. 7.2.3提出所辖电网涉网设备应具备的功能配置,涉网性能和运行方式要求
7.2.4参加所辖电网涉网设备新建、扩建、,改造技术规范书的审查
7.2.5负责并网电源模型参数实测结果的仿真校核及数据管理,负责网源协调相关技术标准、反事故 措施编制,负责涉网故障技术分析,参加涉网事故调查、专项核查工作
7.3发电企业及其发电厂 7.3.1落实GB38755一2019等电力系统网源协调技术标准、技术规范和相关要求
7.3.2根据所在电力系统实际情况,落实电网调度机构提出的网源协调措施
7.3.3发电厂涉网设备的功能配置、,涉网性能、运行方式应满足所在电网的技术要求
建立涉网设备 技术台账,包括涉网设备控制逻辑、涉网设备控制参数、涉网保护定值,试验方案、试验报告、检修记录， 以及出厂资料、设计图纸、运行日志等
7.3.4 向所在电刚调度机构提交涉网设备新建.扩建,改造技术规范书,并组织审查
7.3.5向电网调度机构提供涉网设备参数和试验报告,协助电网调度机构进行涉网设备数据管理,参 加网源协调相关技术标准、反事故措施编制并落实
7.3.6组织本单位涉网故障技术分析,并参加事故调查、专项核查等
7.3.7调相机等其他涉网设备运维企业应按照本文件发电企业工作职责完成网源协调相关工作
7.4试验研究单位 7.4.1应按照GB387552019等国家、行业相关技术标准,从技术装备、人员配备等方面建立健全满 足所承担网源协调的技术条件和技术要求
7.4.2按照网源协调相关技术标准及电力系统要求完成受托涉网试验,按规定格式编制涉网试验
GB/T40594一2021 附 录 A 规范性 网源协调在线监测设备电源侧主要信号及要求 网源协调在线监测接人信号应符合下列要求 A.1 接人信号变送器测量精度应不低于0.2级,输出应为4mA一20mA直流电流或士10V以内 a 直流电压; b 励磁调节器、调速器,分散控制系统(DCS)等机组监视、控制设备输出信号应为4mA一20mA 直流电流或土10V以内直流电压
A.2网源协调在线监测接人信号包括但不限于表A.1中所列信号
表A.1网源协调在线监测设备电源侧接入的信号 序号 类别 信号 发 电机机端电流、机端电压,电压给定值,Pss输出,励磁调节器PD输出,发电机 发电机及其励磁系统 励磁电压、励磁电流、励磁机励磁电压和励磁机励磁电流(三机系统、PSS投人/退 出信号、励磁调节器自动/手动运行方式及各类限制器动作信号 机组转速,键相信号、总阀位指令(汽轮机组)/开度指令(水轮机组/燃料指令燃 机)有功功率,调速系统功率给定值、高调门反饿(火电,单阀提供1个,顺序阀提 原动机及其调节系统 供经常变化的2个、CCS系统输出至锅炉指令、导叶开度水电、主汽压力火 电、调节级压力火电、再热器出口压力(火电、一次调频投人/退出信号、一次 调频动作/复归信号,调速系统控制模式信号 功率预测曲线,有功功率,无功功率,并网点电压、一次调频投人/退出信号、 一次 新能源场站 调频动作/复归信号、电压/无功控制模式;并网点无功补偿设备投人/退出信号、 无功功率、控制模式 机组运行水头(水电、有功功率,无功功率、远方AGC指令、远方AVC指令、同步 AGc,AvC系统 发电机组的AGc指令和AVC指令,风电场与光伏发电站的AGc指令和Avc 指令 0
电力系统网源协调技术导则GB/T40594-2021解读
电力系统是一个复杂的网络体系，其中包括各种类型的发电设备、输电线路、变电站等。随着分布式能源和新能源的快速发展，电力系统面临着前所未有的挑战。为了更好地应对这些挑战，GB/T40594-2021标准应运而生。
该标准是中国电力科学研究院与国家电网公司共同制定的，旨在规范电力系统中各种类型的发电设备（包括风电、光伏、潮汐能等），以及储能设备和负荷的接入和协调管理。同时，该标准还涵盖了电力系统稳定性分析、调度控制、保护与安全等方面。
具体来说，该标准主要包括以下内容：
1. 网源协调的基本原则
该部分介绍了网源协调的基本概念、原则和目标，旨在使各种类型的发电设备和负荷之间可以实现协调和平衡。同时，该部分还阐述了网源协调所需要的具体技术手段和管理制度。
2. 网源接入与退出管理
该部分主要介绍了发电设备和负荷的接入和退出管理，包括接入申请、接入准入条件、接入方式等。此外，还对于接入和退出时可能存在的问题及其解决方案进行了详细说明。
3. 网源协调技术
该部分是整个标准的核心内容，详细介绍了风电、光伏、潮汐能等各种类型的发电设备的网源协调技术。此外，还介绍了储能设备和负荷的网源协调技术。该部分重点介绍了功率控制、无功控制、频率控制等技术手段，以及相应的控制策略和算法。
4. 电力系统稳定性分析
该部分主要介绍了电力系统稳定性分析的基本方法和流程，详细讲解了各种类型的发电设备对于电力系统稳定性的影响，以及如何通过网源协调技术来提高电力系统的稳定性。
5. 调度控制、保护与安全
该部分涵盖了电力系统的调度控制、保护与安全等方面，包括电网频率控制、电压控制、故障保护等内容。同时，还介绍了风电、光伏等新型发电设备的调度控制和保护技术。
总之，GB/T40594-2021标准的发布，为电力系统中各种类型的发电设备和负荷之间的协调管理提供了一套完善的技术导则。该标准的制定和实施，将有助于促进分布式能源和新能源的快速发展，并提高电力系统的稳定性和安全性。
本文介绍了GB/T40594-2021标准的主要内容，希望可以为专业人士深入了解该标准提供帮助。在实际工作中，我们应该积极运用该标准，采取科学有效的网源协调技术手段，为电力系统的可靠供电做出更大的贡献。
电力系统网源协调技术导则的相关资料
- 电力系统安全稳定控制技术导则GB/T26399-2011
- 电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传输协议GB/T26865.2-2011
- 电力系统同步相量测量装置检测规范GB/T26862-2011
- 电力系统的时间同步系统检测规范GB/T26866-2011解析
- 电力系统继电保护产品动模试验GB/T26864-2011介绍
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- 电力系统安全稳定控制技术导则GB/T26399-2011
- 海洋生态资本评估技术导则GB/T28058-2011
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- 核电厂离心泵组调试技术导则GB/T28551-2012
- 核电厂主回路水压试验技术导则GB/T28548-2012
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